L’industrie du stockage par batterie en Allemagne est inquiète. Le régulateur allemand BNetzA a laissé entendre qu’il pourrait mettre fin plus tôt que prévu à l’exonération des frais de réseau, même pour les batteries déjà raccordées. La perspective de changements rétroactifs des règles a ébranlé la confiance des investisseurs sur un marché déjà incertain quant au régime de frais après 2029.

Le régulateur présente progressivement le futur système : un BKZ révisé, des tarifs basés sur le financement et de nouveaux frais dynamiques localisés. BNetzA affirme ne pas vouloir détériorer la rentabilité du stockage, mais les valeurs définitives ne seront peut-être fixées qu’à la fin 2028 – et les banques financent rarement ce qu’elles ne peuvent modéliser.

Pour de nombreuses batteries, ces frais de réseau pourraient remettre en cause la viabilité économique. Surtout pour les batteries contraintes avec des accords de connexion flexibles (FCA), des frais de réseau plus élevés pousseraient les TRI sous les seuils d’investissement, surtout dans un contexte post-saturation en 2029 où les revenus totaux seront bien inférieurs à ceux d’aujourd’hui.

Les FCA et les frais de réseau dynamiques servent tous deux à gérer la congestion locale du réseau : l’un par des contraintes strictes, l’autre par des signaux de prix. Appliquer les deux revient à une double facturation. Et les batteries les plus contraintes sont celles qui peuvent le moins répondre aux signaux dynamiques, car leur flexibilité opérationnelle est déjà limitée.

Cette analyse met à l’épreuve la rentabilité face aux seuls frais de financement, le composant qui réduira assurément les rendements. Les frais dynamiques pourraient compenser une partie du coût, mais rien n’est garanti, en particulier pour les batteries éloignées des zones de congestion. Nous modélisons des scénarios de frais uniquement sur la capacité et uniquement sur l’énergie, en tenant compte de contraintes FCA réalistes.

Avec un frais de réseau basé sur l’énergie de 66,50 €/MWh appliqué à l’autoconsommation, une batterie non contrainte perd 4 points de TRI. Pour les batteries très contraintes, la plupart des scénarios de frais de réseau font passer les rendements sous les seuils d’investissement. L’écart entre un régime de frais viable et un qui gèle les nouveaux projets est mince – et 7 GW de capacité d’ici 2030 pourraient dépendre de la valeur finale des frais.

Cet article fait partie d’une série sur les futurs frais de réseau pour les batteries allemandes :

• Ce que propose le régulateur comme mécanisme
• Comment les tarifs liés au financement peuvent impacter la rentabilité
• Comment les tarifs dynamiques peuvent devenir une source de revenus – selon l’emplacement

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Des frais de capacité supérieurs à 25 000 €/MW/an rendent même les batteries non contraintes non rentables

Dans son document de position, la BNetzA propose une combinaison de frais de capacité (basés sur la capacité réservée) et de frais basés sur l’énergie (basés sur l’utilisation du réseau), avec la possibilité de choisir la part de capacité à réserver. Il est probable que l’incitation pour les batteries sera de choisir soit 100 %, soit 0 % de frais de capacité, selon la relation entre les prix, d’où l’analyse séparée des prix purs de capacité et des frais purement énergétiques.

Pour les frais basés sur la capacité, nous avons modélisé une gamme de charges annuelles allant de 6 000 €/MW/an (aligné avec les frais de capacité DUoS les plus bas de ces dernières années au Royaume-Uni) à 130 000 €/MW/an (comme certaines propositions lors des discussions avec la BNetzA). Tous les scénarios supposent une batterie de 4 heures mise en service commerciale le 1er janvier 2029.

Les résultats varient fortement selon le niveau de contrainte. Une batterie non contrainte dans ces hypothèses génère environ 15 % de TRI sur 20 ans sans frais. Même à 25 000 €/MW/an, cette batterie dépasse le seuil d’acceptabilité, avec un TRI de 11,4 %. Mais un frais de réseau de 42 000 €/MW/an (comme les frais de capacité belges) ferait chuter le TRI à 9 %, rendant difficile la recherche d’investisseurs, même pour des batteries totalement non contraintes.

Pour évaluer de façon réaliste la situation des batteries arrivant aujourd’hui sur le marché allemand, cette analyse choisit des contraintes FCA strictes mais réalistes, afin d’illustrer les cas limites des batteries qui sont actuellement à peine financées.

Pour les batteries avec des FCA de type DSO, incluant ramp rates et limites d’import/export, la situation est bien pire. Les TRI non endettés sur 20 ans sont d’environ 11 %, tombant à 9,3 % avec 10 000 €/MW/an de frais de capacité. Avec un seuil de rentabilité actuel autour de 10 %, cette batterie aura du mal à trouver un investisseur sans sources de revenus complémentaires. Les batteries contraintes TSO, dont les revenus intraday constituent l’une des principales sources, sont à peine rentables même sans frais de réseau. Même un faible frais annuel peut les rendre non investissables.

À retenir : le niveau de frais qui remet en cause la rentabilité dépend entièrement du régime FCA. Pour les batteries contraintes, qui représentent la majorité des nouvelles connexions, même des frais de capacité modestes érodent les rendements à des niveaux que les banques ne financeront pas.

Les frais basés sur l’énergie coûtent moins cher que les charges de capacité, mais changent la façon dont les batteries opèrent

Selon la dernière proposition de la BNetzA, les batteries choisissant un prix de capacité nul paieraient uniquement des frais de réseau sur leur autoconsommation ou sur les pertes de rendement (RTE). Nous avons modélisé quatre scénarios basés sur les niveaux de frais actuels et les propositions du régulateur.

Le coût direct des frais basés sur l’énergie est inférieur à celui des charges de capacité. Les paiements annuels vont d’environ 7 000 à 75 000 €/MW/an selon nos scénarios, soit dans la même fourchette que les frais de capacité modélisés ci-dessus. La carte thermique du TRI le reflète : les batteries non contraintes restent proches du seuil à un AP1 non subventionné de 66,50 €/MWh. Mais les batteries contraintes n’atteignent pas le seuil même dans le scénario de frais de réseau le plus bas modélisé.

Les TRI des batteries contraintes sont inférieurs à ceux qui paieraient un montant équivalent en frais de capacité. Cela s’explique par le fait que les frais basés sur l’énergie modifient l’exploitation des batteries, et les pertes de revenus (parce que moins de cycles sont rentables) peuvent rendre l’impact des frais de réseau pire que la facture directe.

Des spreads minimums plus élevés suppriment non linéairement les opportunités de cyclage

Le mécanisme est simple. Chaque cycle a déjà un coût plancher : la dégradation plus la perte de rendement. Avec un rendement de 86 %, le prix de décharge doit être au moins 16 % supérieur au prix de charge rien que pour compenser les pertes d’efficacité.

Les frais de réseau basés sur l’énergie relèvent encore ce plancher. Pour chaque 1 MWh chargé, la batterie perd 140 kWh en inefficacité RTE. Avec un frais de réseau de 66,50 €/MWh, cela ajoute 9,31 €/MWh au spread minimum nécessaire pour qu’un cycle soit rentable. Les optimiseurs intégreront ce seuil et ignoreront tout cycle qui ne le dépasse pas afin d’éviter des pertes.

L’impact est le plus faible pour la contrainte TSO. Même sans frais de réseau, la batterie doit déjà renoncer à de nombreux petits cycles à cause de la rampe de 15 minutes et parce qu’elle ne peut pas accéder aux prix intraday volatils qui justifieraient ces cycles. Les revenus et le nombre de cycles changent à peine avec de petits spreads minimums, tandis que les marges de TRI restent infimes.

L’effet sur les volumes de cyclage est non linéaire, car les spreads ne sont pas répartis de façon homogène sur l’année.

Même avec un frais de 266 €/MWh, la ligne de spread minimum coupe la partie basse de la courbe, supprimant environ 6 % des jours de cyclage. À des niveaux de frais plus faibles, moins de jours sont affectés.

Mais les batteries ne cyclent pas uniquement entre les heures les plus hautes et les plus basses de chaque jour. Elles réalisent aussi de nombreux petits cycles lors de pics de prix à court terme. Le deuxième cycle de chaque jour, qui doit souvent se contenter d’un spread plus faible que le TB4, est le plus affecté. Cela fait passer la moyenne de cycles quotidiens d’une batterie non contrainte de 1,95 à environ 1,4 avec les frais de réseau les plus élevés.

À l’extrême, un niveau de frais très élevé éliminerait presque toutes les opportunités de cyclage et reviendrait à une interdiction d’exploitation de fait. En pratique, cela est peu probable dans les scénarios AP1 modélisés, mais même le tarif AP2 non subventionné suffit à réduire significativement le nombre de cycles annuels et à comprimer les revenus bien au-delà du seul paiement des frais de réseau.

L’incertitude sur les frais de réseau pourrait geler les nouvelles décisions d’investissement jusqu’à fin 2028

La BNetzA a réaffirmé ne pas vouloir détruire la rentabilité des BESS, et le marché de capacité ou les revenus internationaux pourraient soutenir l’économie des batteries, même avec l’arrivée des frais de réseau. Mais l’intention n’est pas la clarté, et les prêteurs financent sur la base de calculs de risques qui exigent un minimum de visibilité.

Deux risques distincts se présentent, affectant différents types de projets.

Les nouveaux projets raccordés après août 2029 font face à une rentabilité impossible à quantifier

Toute batterie mise en service après le 4 août 2029 devra payer des frais de réseau selon le nouveau régime. Que la situation soit meilleure ou pire dépendra de l’équilibre entre charges de financement et revenus de frais dynamiques. Les valeurs définitives ne seront peut-être arrêtées qu’à la fin 2028.

Les prêteurs ne peuvent modéliser ce qu’ils ne voient pas, même si le processus apporte un peu plus de clarté pour les projets qui savaient seulement qu’ils paieraient des frais de réseau. Mais les décisions finales d’investissement (FID) pour les raccordements post-2029 restent soumises à une large incertitude, susceptible de bloquer l’investissement dans les BESS à grande échelle en Allemagne jusqu’à ce que le cadre réglementaire soit clarifié.

La suppression anticipée de l’exonération ajoute un risque même pour les projets raccordés avant 2029, ce qui pourrait stopper toute nouvelle décision d’investissement

Par ailleurs, la BNetzA a indiqué qu’elle pourrait avoir le pouvoir légal de mettre fin plus tôt à l’exonération, même pour les batteries déjà raccordées, afin d’assurer l’équité. Ce n’est pas encore une politique confirmée. Mais le simple fait que cela soit envisagé a fortement ébranlé la confiance des investisseurs. Les projets sans FID risquent de ne pas trouver de financement avec ce nouveau profil de risque accru.

Si l’exonération est supprimée rétroactivement, les projets ayant pris leur FID en supposant 20 ans sans frais verraient leur rentabilité bouleversée en cours de vie. Les TRI modélisés dans cette analyse s’appliqueraient alors aussi aux actifs déjà en exploitation. Il s’agit d’un risque binaire, impossible à couvrir, qui pousse les prêteurs à exiger des marges plus larges – voire à se retirer complètement du marché.

Les projets ayant déjà atteint le FID iront probablement jusqu’au bout. Mais de nombreux projets prévus pour être mis en service avant la fin de l’exonération n’ont pas encore obtenu leur financement. Les développeurs rapportent déjà que les prêteurs pourraient retirer leur soutien en raison de ce nouveau risque.

Deux ans sans nouveaux FID réduiraient de 40 % la capacité batterie allemande en 2029 et feraient grimper les prix de gros de l’électricité

Si aucune nouvelle batterie n’atteint le FID d’ici fin 2028, le retard de construction s’accumule rapidement. En supposant deux ans entre FID et mise en service, aucun nouveau projet ne serait opérationnel avant 2030 au plus tôt. Selon le scénario central de Modo Energy, l’Allemagne disposerait d’environ 14 GW de capacité batterie installée en 2029. Un gel de deux ans des FID ramènerait ce chiffre à 8,7 GW environ – soit 40 % de moins, ou 5,3 GW de batteries manquantes.

Si les renouvelables et la demande augmentent comme prévu, mais que le parc batterie reste au niveau actuel à cause d’un gel des FID, cela aurait des conséquences importantes pour le système. Selon la modélisation de Modo Energy, le prix moyen de l’électricité en 2029 serait supérieur de 1,37 €/MWh par rapport au scénario central. Et 10 % des périodes verraient des prix de 148,03 €/MWh ou plus, contre 144,10 €/MWh dans le scénario central. Le nombre d’heures à prix négatif augmenterait de 16 %, ce qui accroîtrait la quantité de production renouvelable effacée.

Mais la demande supplémentaire liée à l’autoconsommation batterie ne serait que d’environ 1,9 TWh, contre 664,81 TWh de demande dans les scénarios TYNDP. L’élargissement de la base de demande ne réduirait donc les frais de réseau que d’environ 0,3 %, soit 0,19 €/MWh en supposant l’AP1 non subventionné. Le coût net pour les consommateurs de cette politique serait donc de 1,18 €/MWh ou environ 785 millions d’euros, avant même de prendre en compte les économies de redispatch et d’EEG. Ce coût pourrait être évité avec une clarification plus rapide pour les investisseurs, afin de garantir la stabilité de leur business model.

Les frais dynamiques et les FCA répondent au même problème. Les batteries ne devraient pas payer les deux

Les frais de réseau sont gérables quand la batterie n’est pas contrainte. Mais la plupart des nouvelles batteries font face à des FCA, et la combinaison est souvent fatale pour les seuils de rentabilité.

Une fois que les signaux de prix dynamiques existeront à tous les niveaux DSO, ils rempliront le même rôle qu’une FCA pour piloter le comportement des batteries de façon favorable au réseau. Les deux se recoupent surtout là où la congestion est la pire : exactement là où les DSO imposent les FCA les plus strictes et où les frais dynamiques incitent le plus à un comportement vertueux. Appliquer les deux revient à une double facturation. Et les batteries les plus contraintes sont celles qui peuvent le moins répondre aux signaux dynamiques, car leur flexibilité opérationnelle est déjà limitée.

Des frais dynamiques bien conçus devraient permettre d’atteindre les mêmes objectifs que les limites d’import/export, mais par l’incitation plutôt que la contrainte. Cela suggère trois compromis possibles :

• Les batteries payant des frais dynamiques pourraient être libérées de leurs limites d’import/export, puisque le signal prix oriente déjà le comportement dans le bon sens. Les ramp rates et gels de planning répondent à d’autres préoccupations et pourraient rester justifiés.
• Les batteries avec FCA pourraient bénéficier de frais de réseau liés au financement plus faibles en contrepartie (comme dans le régime BKZ actuel).
• Les batteries opérationnelles pourraient volontairement opter pour le nouveau régime dynamique en échange de la suppression des composantes énergétiques de leur FCA.

Chacune de ces options donnerait aux développeurs une raison d’adhérer au nouveau régime plutôt que de le redouter, et aiderait à restaurer la confiance des investisseurs, aujourd’hui érodée par l’incertitude.